Разработка методов дифференциации пород-коллекторов по их петрофизическим свойствам для пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Попов Никита Андреевич

• Попов Никита Андреевич
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Попов Никита Андреевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ И РАЗРАБОТКИ ПЕРМОКАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ ВЫСОКОЙ ВЯЗКОСТИ

1.1 Особенности и краткая характеристика Тимано-Печорской нефтегазоносной провинций

1.2 Общая характеристика Усинского месторождения

1.3 Обзор современных методов исследований керна

1.4 Основные проблемы разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

ГЛАВА 2. ДИФФЕРЕНЦИАЦИЯ ТИПОВ ПОРОД ПО СТРУКТУРЕ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА НА ОСНОВЕ ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ НАКОПЛЕННОЙ КОРРЕЛЯЦИИ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ И ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ

2.1 Построение петрофизических связей с разделением типов коллекторов по структуре пустотного пространства

2.2 Влияние литогенетического типа горных пород на фильтрационно-емкостные свойства

2.3 Экспериментальное изучение анизотропии фильтрационных свойств пород

ГЛАВА 3. КЛАССИФИКАЦИЯ ТИПОВ ПОРОДЫ ПО ДАНЕМУ И ФАЦИЯМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ШЛИФОВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ГЛУБОКОГО ОБУЧЕНИЯ НЕЙРОННОЙ СЕТИ

3.1 Экспериментальные исследования по применению технологии глубокого обучения при описании шлифов

3.2 Построение зависимостей с категоризацией точек по классификации Данема

3.3 Построение концептуальной седиментологической модели Усинского месторождения

3.3.1 Построение трехмерной геологической модели

3.3.2 Применение анализа шлифов при трехмерном моделировании

ГЛАВА 4. УСТАНОВЛЕНИЕ МОДЕЛЕЙ ВЗАИМОСВЯЗИ МЕЖДУ КОЭФФИЦИЕНТОМ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ ОТ ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ И ТЕМПЕРАТУРОЙ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТА

4.1 Анализ результатов физико-гидродинамических исследований при различной температуре проведения эксперимента

4.2 Поверхностные свойства горных пород Усинского месторождения

4.3 Влияние фациальной зональности на показатели добычи

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов дифференциации пород-коллекторов по их петрофизическим свойствам для пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти»

Актуальность темы исследования

В последнее время разведанные запасы нефти из традиционных коллекторов нефтегазоносных провинций Российской Федерации постепенно сокращаются, что приводит к неуклонному падению добычи нефти. Возможный источник поддержания добычи на современном уровне - это вовлечение в разработку трудноизвлекаемой нефти запасов углеводородного сырья. Увеличение объема добычи трудноизвлекаемых запасов, которые располагаются в сложнопостроенных карбонатных коллекторах, связано с необходимостью изменения подхода с целью повышения информативности результатов петрофизических исследований [18, 19]. Вопрос разработки и эксплуатации таких месторождений является сложной задачей по следующим причинам: резкое изменение физических и коллекторских свойств пород коллекторов, развитая система трещиноватости и высокая кавернозность, полиминеральный состав пород, аномальные свойства пластовых флюидов [70, 71, 72, 73, 74].

Информация о коллекторских и физических свойствах горных пород крайне важна для планирования геолого-технологических мероприятий, подсчете запасов, создания трёхмерных геолого-фильтрационных моделей, а также при планировании разработки и эксплуатации месторождений углеводородов. Полученные при лабораторных исследованиях керна и пластовых флюидов результаты являются единственным источником прямой такой информации [21, 35, 53]. Необходимость верной оценки физических и коллекторских свойств пород-коллекторов разрабатываемых месторождений широко освещены в научной литературе [1, 77, 89, 91, 109, 114]. В настоящее время определение фильтрационно-емкостных свойств проводится на основании действующих нормативных документов, установленных государственных и отраслевых стандартов. Проведение петрофизических исследований и дифференциация полученных при этом данных для трещинно-каверново-поровых коллекторов

требует разработки специальных приемов, которые будут учитывать характер процессов на всех масштабных уровнях [20, 22, 49].

Первоначальные исследования в лабораториях на полноразмерном керне начали происходить в начале 1950 годов [78]. В ходе анализа литературы наиболее ранние работы по теме исследования выполнялись в компании Core Lab., которые нашли распространение и практическую значимость в других зарубежных нефтегазовых и сервисных компаниях, таких как Weatherford, Petroleos Mexicanos, Schlumberger, Exxon Mobil и др. [6, 10, 83, 95].

Тимано-Печорский нефтегазовый регион входит в число наиболее перспективных среди других нефтегазовых регионов России благодаря своему административному, географическому положению и инфраструктурным особенностям. Его запасы углеводородов, с учетом запасов шельфовой зоны Печорского моря, являются уникальными и, в рамках развития нефтегазового сектора Российской Федерации, будут играть ведущую роль для увеличения запасов сырьевой базы страны.

Усинского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции является особенным, исходя из высокой вязкости нефти и размерами самой залежи. Изучение и разработка пермокарбоновой залежи Усинского месторождения значительно затруднена из-за сложного минерального состава и структуры пустотного пространства пород-коллекторов.

За период разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения пробурено 1765 скважин, более 50 из них с отбором керна. Несмотря на то, что пермокарбоновая залежь введена в промышленную разработку в 1977 году, на сегодняшний день текущий КИН составляет лишь 0,105 д. ед. при утвержденном 0,33 д. ед, т.е. в данной залежи наблюдается большое количество остаточных запасов.

Петрофизические исследования проведены на керновом материале 29 скважин Усинского месторождения на 9 936 образцах стандартного размера, 978 образцах полноразмерного керна и 3000 петрографических шлифов керна.

При разработке Усинского месторождения нефти обозначены

нижеследующие сложности:

- изменение петрофизических свойств пород коллекторов в вертикальном и горизонтальных направлениях, развитая система высокопроницаемых трещин;

- низкая изученность краевой зоны залежи;

- высоковязкая пластовая нефть (в среднем 710 мПа*с) с низким газосодержанием (23,1 м3/т), которая относится к классу высокосмолистых, сернистых, малопарафинстых, с низким содержанием бензиновых фракций;

- отсутствие «дешевых» эффективных технологий по извлечению высоковязких нефтей;

- применение энергозатратных технологий и дорогостоящего оборудования для закачки агента в пласт.

Изучение и разработка пермокарбоновой залежи являются сложной задачей. На повышение достоверности геологического строения и эффективности разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти направлена диссертационная работа.

Степень разработанности темы исследования

Информация о коллекторских и физических свойствах горных пород крайне важна для планирования геолого-технологических мероприятий, подсчете запасов, создания трёхмерных геолого-фильтрационных моделей, а также при планировании разработки и эксплуатации месторождений углеводородов. Полученные при лабораторных исследованиях керна и пластовых флюидов результаты являются единственным источником прямой такой информации. Необходимость верной оценки физических и коллекторских свойств пород-коллекторов разрабатываемых месторождений широко освещены в научной литературе, особенно в работах авторов: В.И. Петерсилье, Н.Н. Михайлов, Т.Ф. Дьяконова, В.А. Жемчугова, Д.А. Асташкин, И.С. Путилов, И.П. Гурбатова, Э.Г. Рабиц, Ю.Я Белов, П.Н. Рехачев, О.А. Морозюк, Г.П. Хижняк, В.П. Митрофанов, А.А. Злобин и др.

Несмотря на большое количество работ по теме исследования, вопрос

дифференциации пород-коллекторов по их петрофизическим свойствам с учетом сложной структуры пустотного пространства и полиминерального состава, в том числе в зависимости от фациальной принадлежности на текущий момент не решен.

Цель исследования - разработка специальных методик дифференциации пород-коллекторов по их петрофизическим свойствам в зависимости от фациальной зональности для изучения трещиннно-каверново-поровых коллекторов для повышения эффективности разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти высокой вязкости.

В соответствии с целью определены основные задачи исследования:

1. обзор существующих практик в области исследований кернового материала, а также литолого-петрофизических исследований пород;

2. разработка подходов по классификации типов породы по Данему и фациям с использованием шлифов нефтяного месторождения и применением технологии глубокого обучения нейронной сети;

3. разработка методических подходов к дифференциации коллекторских, физических и петрографических свойств, в том числе в зависимости от фациальной зональности;

4. анализ влияния фациальной зональности на коэффициенты вытеснения нефти водой с учетом температуры проведения экспериментов;

5. формирование предложений по размещению эксплуатационного фонда скважин с учетом зональности фильтрационно-емкостных свойств и анализа показателей работы скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти.

Научная новизна исследования:

Установлены изменения коэффициентов накопленной корреляции открытой пористости и газопроницаемости, которые позволяют выделить участки, связанные с изменением соотношений типов структуры порового пространства в диапазонах изучаемых геолого-физических характеристик.

Применен цифровой формат, позволяющий проводить классификацию

типов пород по Данему и фациям с использованием шлифов нефтяного месторождения и применением технологии глубокого обучения нейронной сети.

Определены уравнения взаимосвязи между коэффициентом вытеснения нефти водой, фациальной зональностью, пористостью, газопроницаемостью при разных температурах проведения экспериментов для пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти высокой вязкости.

Построена трехмерная модель пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти, описывающая распределение зональности фильтрационно-емкостных свойств в пространстве с учетом классификации шлифов по Данему.

Теоретическая и практическая значимость работы

Результаты полученных исследований применимы для планирования геолого-технологических мероприятий, подсчете запасов, создания трёхмерных геолого-фильтрационных моделей, а также при планировании разработки и эксплуатации Усинского месторождения нефти.

Кроме вышеобозначенного практическую значимость имеет следующее:

1. применение технологии глубокого обучения нейронной сети с целью проведения классификации типов пород по Данему с использованием шлифов нефтяного месторождения;

2. использование подходов по дифференциации коллекторских, физических и петрографических свойств в зависимости от фациальной зональности;

3. построение концептуальной седиментологической модели пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти с учетом фациальной принадлежности и характеристикой фильтрационно-емкостных свойств;

4. рекомендации по корректировке размещения эксплуатационного фонда скважин с учетом созданной трехмерной геологической модели.

Методы и методология исследования.

Для решения поставленной в кандидатской диссертации цели и задач исследований проведено лабораторное изучение кернового материала, а также интерпретация полученных в рамках проведения экспериментов результатов.

Обработка полученных данных проводилась с использованием методов математической статистики, нейронной сети и машинного обучения.

Соответствие паспорту специальности.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук соответствуют паспорту специальности 1.6.11. Геология, поиски, разведка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, направлению исследований п. 3 - «Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений».

Положения, выносимые на защиту:

1. Статистические модели, характеризующие поровое пространство по сочетанию коэффициента проницаемости и пористости во всем диапазоне фильтрационно-емкостных свойств, для пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти.

2. Применение классификации типов породы по Данему с использованием шлифов керна и цифровых технологий позволяет уточнить фациальную зональность пермокарбоновой залежи нефти Усинского месторождения.

3. Уравнения взаимосвязи для пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти высокой вязкости, позволяющие определить коэффициент вытеснения нефти водой при разных температурах проведения экспериментов на основании данных о фациальной зональности, пористости и газопроницаемости.

Степень достоверности и апробация результатов.

Степень обоснованности научных положений и достоверности представленных результатов доказана использованием большого количества различной геологической информации. Результаты о физических и коллекторских свойствах кернового материала получены в аккредитованном испытательном Центре исследования керна и пластовых флюидов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми по 29 скважинам Усинского месторождения, определенных на 9 936 образцах стандартного размера, 978 образцах полноразмерного керна и 3000 шлифов.

Научные, методические и основные результаты, представленные в диссертационной работе, сообщены на следующих конференциях: технической конференции SPE «Петрофизика XXI» (Санкт-Петербург, 2017); международной конференции «ГеоБайкал 2018» (Иркутск, 2018); всероссийской научно-технической конференции «Проблемы геологии, разработки и эксплуатации месторождений и транспорта трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Ухта, 2018); ежегодной научно-практической конференции «Карбонатные резервуары -2019» (Москва, 2019), а также на секциях ученых советов с 2017 по 2020 гг. и Президиуме ученого совета в 2020 г.

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 1 монографии и 13 научных трудах, в том числе 9 статей - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования Российской Федерации, 1 публикация - в издании, входящем в международную реферативную базу цитирования Scopus.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка, включающего 120 наименований. Материал изложен на 121 странице машинописного текста, иллюстрирован 47 рисунками и 18 таблицами.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н., профессору Путилову И.С. за постоянное внимание и поддержку при выполнении данной работы. Автор выражает признательность своим коллегам -сотрудникам филиала «ПермНИПИнефть»: Гурбатовой И.П. за оказанную консультацию и поддержку при написании диссертации; Ворожцовой А.А. и Винокуровой Е.Е. за оказанную консультацию в области литолого-петрографических исследований.

ГЛАВА 1. ОБЗОР СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ И РАЗРАБОТКИ ПЕРМОКАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

НЕФТИ ВЫСОКОЙ ВЯЗКОСТИ

1.1 Особенности и краткая характеристика Тимано-Печорской

нефтегазоносной провинций

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция находится на северо-востоке Европейской части России на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области между 610 и 720 градусами северной широты, 440 и 660 градусами восточной долготы. Общая площадь составляет 445,7 тысячи квадратных километров (рисунок 1.1).

По начальным суммарным ресурсам нефти и газа Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция занимает 3-е место в России (после ЗападноСибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций). Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция в географическом отношении находится за Полярным кругом. На востоке (за пределами границ провинции) представляет собой извилистый складчатый пояс, включающий Уральские горы, хребет Пай-Хой, остров Вайгач и архипелаг Новая Земля. На западе провинция ограничена хребтом Канин, являющимся северным продолжением Тимана. Северной границей прибрежной зоны является Южно-Баренцевский переходный разлом [14, 75].

Фундамент сложен верхнепротерозойскими метаморфизованными породами. Выявлено 8 нефтегазоносных комплексов, свыше 90 % запасов углеводородов приурочены к двум - среднедевонско-нижнефранскому и верхневизейско-нижнепермскому [14, 75].

Рисунок 1.1 - Обзорная карта Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Нефтегазовый Тимано-Печорский бассейн является особенным по своей геологической структуре. Он включает в себя большую часть земной коры континентального типа, которая характеризуется накоплением регулярного ряда осадочных образований, отражающих последовательность тектонического изменения. В нем обнаружены практически все известные типы отложений, как с точки зрения разнообразия ловушек и резервуаров, так и с точки зрения свойств углеводородов. Месторождения нефти и газа находятся от верхнепротерозойских до среднетриасовых, с глубинами месторождений от 150 м до 5 км.

Большая часть месторождений связана с антиклинальными структурами, залежи преимущественно сводовые (пластовые или массивные), часто литологически или стратиграфически экранированные, реже тектонически экранированные. Встречаются залежи не антиклинального и комбинированного типов. Доля нефтяных месторождений - 77 % (выявлены во всех нефтегазоносных областях, в широком стратиграфическом и глубинном диапазонах), чисто газовых - 8 % (встречены в основном на небольших глубинах - от 400 м до 1300 м), остальных (газоконденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных) - 15 %. Большая часть месторождений -многопластовые (до 20 продуктивных пластов).

Самыми крупными месторождениями Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции являются: Усинское, Ярегское, Восточно-Ламбейшорское, Ярейюское; газоконденсатные - Вуктыльское и Лаявожское.

Тимано-Печорский нефтегазовый регион входит в число наиболее перспективных среди других нефтегазовых регионов России благодаря своему административному, географическому положению и инфраструктурным особенностям. Его запасы углеводородов, с учетом запасов шельфовой зоны Печорского моря, являются уникальными и, в рамках развития нефтегазового сектора Российской Федерации, будут играть ведущую роль для увеличения запасов сырьевой базы страны.

В настоящее время южная часть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции является наиболее освоенной. Для других областей провинции

характерны непростые географические, экономические и прочие условия, отсутствие развитой инфраструктуры, высокая степень трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Исходя из вышеперечисленного, большинство месторождений, располагаемых на этих территориях, находится на начальной стадии освоения. Вместе с тем на данных территориях расположены нефтяные месторождения с большими запасами, которые являются готовыми к разработке, но эксплуатация на них в данный момент не ведется [14, 75].

Будущее развитие Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции для совершенствования топливно-энергетического сектора Российской Федерации напрямую зависит от значительных инвестиций в этот регион с целью развития инфраструктуры и создания благоприятной для прогресса этой территории среды.

1.2 Общая характеристика Усинского месторождения

Усинское месторождение нефти высокой вязкости территориально находится в Республике Коми. Город Усинск является ближайшим к нему и располагается в 35 км севернее месторождения. Географически площадь месторождения отнесена к части Печорской низменности и входит в бассейн реки Колвы (рис.1.2). Оно связано с значительной зоной нефтегазонакопления, в пределах которого выявлены такие месторождения нефти, как Баганское, Возейское, Баяндыское, Хатаяхское и Рогозинское [89]. Усинское нефтяное месторождение было открыто в 1963 году, разработка месторождения началась с 1973 года.

Усинское месторождение нефти приурочено к одноименной структуре, осложняющей юго-восточное окончание Колвинского мегавала Печорской синеклизы. По соотношению длинной и короткой сторон поднятие представляет собой ассиметричную брахиантиклинальную складку (по структурным планам всех маркирующих горизонтов) северо-западного простирания. Центральная часть поднятия, наиболее изученная бурением скважин, осложнена мелкими брахиантиклинальными складками, отделенными друг от друга неглубокими

прогибами [14, 75].

Рисунок 1.2 - Обзорная карта Усинского месторождения

Структура является более выраженной в нижележащих горизонтах. На основании результатов, полученных при бурении, заметных разрывных нарушений в пределах отложений не наблюдается. Явная изменяемость толщин и зональная вариативность типов раздельных частей разреза при относительном постоянстве его совокупной толщины свойственна большей части пермокарбоновых отложений. Характерные изменения обусловлены размывами и перерывами в осадконакоплении в пределах зон. Это указывает об их отличной тектонической активности.

Учитывая механические свойства горных пород есть возможность предполагать, что образованию трещиноватости способствовали тектонические движения. Кроме того, общая величина трещин должно возрастать на границах простирания типов разрезов.

За весь период разработки пермокарбоновой залежи Усинского

месторождения пробурено 1765 скважин, действующий фонд добывающих скважин составляет 907 единиц.

Петрофизические исследования были проведены на керновом материале по 29 скважинам Усинского месторождения на 9 936 образцах стандартного размера, 978 образцах полноразмерного керна.

Отобранный керновый материал был привязан к фактическим глубинам на основании комплексной интерпретации данных геофизических исследований, лабораторных исследований коллекторских и физических свойств образцов керна и результатов опробования скважин.

Исследования кернового материала Усинского месторождения проводились в ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», ООО «ПечорНИПИнефть» и ООО «ПермНИПИнефть».

Лабораторный анализ керна проводился согласно существующим государственным и отраслевым стандартам.

При изучении кернового материала выполнены определения следующих параметров:

- открытая пористость - методом жидкостенасыщения и гидростатического взвешивания, газоволюметрическим методом;

- газопроницаемость - методом стационарной фильтрации газа;

- анизотропия фильтрационных свойств в атмосферных условиях на полноразмерных образцах керна - два определения вдоль и одно определение в крест напластования;

- минералогическая плотность, плотность насыщения и объемная масса скелета образцов - в процессе определения открытой пористости методом насыщения жидкостью;

- остаточная нефтенасыщенность - путем экстракции в аппаратах Сокслета;

- остаточная водонасыщенность - методами центрифугирования и капилляриметрии;

- показатель смачиваемости - согласно методике отраслевого стандарта

ОСТ-39-180-86 и по методу Аммота;

- карбонатность пород - объемно-весовым методом;

- эффективная газопроницаемость на образцах с остаточной водонасыщенностью;

- удельное электрическое сопротивление - моделированием текущего водонасыщения методом капилляриметрии;

- изучение структуры порового пространства;

- относительное сопротивление в атмосферных условиях и условиях, близких к пластовым, при насыщении образцов моделью пластовой воды;

- интервальное время пробега и скорость продольных и поперечных волн в атмосферных условиях и условиях, близких к пластовым;

- изучение упругих характеристик в атмосферных условиях и условиях, близких к пластовым.

Кроме того, в целях изучения литологического состава пород и структуры пустотного пространства проведены: спектральный и плотностной гамма-каротаж по колонке керна с привязкой к геологическому разрезу путем совместной интерпретации материалов керна и ГИС; фотографирование в белом и ультрафиолетовом свете; описание петрографических неокрашенных шлифов; изучение пустотного пространства по окрашенным шлифам; проведение специальных исследований.

На рисунке 1.3 представлена зависимость газопроницаемости от пористости (а) и рассчитанная плотность распределения всех 10914 исследованных образцов керна и кратность превышения стандартных образцов над полноразмерными образцами в соотношении газопроницаемости от пористости (б).

Распределение соотношения газопроницаемости от пористости для всей изученной выборки образцов керна имеет крайне высокую дисперсию. Это обусловлено сложной структурой пустотного пространства и влиянием на коллекторские свойства различных литогенетических типов. Основная группа точек располагается в диапазоне газопроницаемости от 0,01 до 10 мкм2*10-3 и пористости от 0 до 10%.

а б

Рисунок 1.3 - Зависимость газопроницаемости от пористости и плотность

распределения образцов керна и кратность превышения стандартных образцов

над полноразмерными в соотношении газопроницаемости от пористости для

пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти: 1 - линия равных

значений кратности превышения стандартных образцов над полноразмерными

По кратности распределения стандартных образцов относительно полноразмерных в краевых зонах графика наблюдаются две аномалии. В диапазоне значений газопроницаемости выше 1000 мкм2*10-3 и пористости от 0 до 30 % наблюдается участок с кратностью меньше единицы, что соответствует превышению количества полноразмерных образцов над стандартными. Это обусловлено как высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств, которые связаны со сложной структурой пустотного пространства - высокой кавернозностью и трещиноватостью, так и с технологией отбора стандартных и полноразмерных образцов керна. Это связано с тем, что образцы полноразмерного керна в большей степени отбираются на участках керна, обладающих наличием крупных пустот (каверны, трещины), и отбор образцов стандартного размера в этих интервалах часто невозможен. В связи с этим и с

учетом существенного влияния масштабного фактора данную зону можно охарактеризовать только при проведении исследований на образцах керна с сохраненным при выбуривании диаметром, которые более полно отражают данную структуру пустотного пространства.

В диапазоне пористости выше 30 % полноразмерные образцы практически отсутствуют и наблюдается резкое увеличение кратности стандартных образцов относительно полноразмерных. Данная аномалия обусловлена существенным вкладом каверновой составляющей в общую пористость. Наиболее сильно вклад каверновой составляющей в общую пористость проявляется в стандартных образцах керна по причине их малых размеров относительно полноразмерных. Это обусловлено тем, что данные значения пористости выше 30 % достигаются, как правило, при наличии в стандартных образцах крупной каверны, которая может достигать более 25 % от объема всего образца. Для полноразмерных образцов такая картина наблюдается редко.

При низких значениях фильтрационно-емкостных свойств -газопроницаемость до 10 мкм2*10-3, пористость до 15 % - кратность полноразмерных образцов относительно стандартных составляет от 2,6 до 17,9.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Попов Никита Андреевич, 2023 год

- 59 с.

46. Михайлов, Н. Н. Экспериментальные исследования подвижности капиллярно-защемленных фаз / Н. Н. Михайлов, Р. И. Чумиков // Вестник ЦКР Роснедра. - 2009. - № 5. - С. 42-48.

47. МР-ИСМ-03-0ЛФИ-046-2013. Горные породы. Определение коэффициента открытой пористости газоволюметрическим методом. - г. Пермь: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2013. -22 с.

48. МР-П ИСМ-078-ОЛФИ-2015. Инструкция по высушиванию образцов керна до постоянной массы при определении коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. - г. Пермь: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2015. - 9 с.

49. Обстановки осадконакопления и фации: В 2-х т. Т. 2 : пер. с англ. / Под ред. Х. Рединга. - М. : «Мир», 1990. - 384 с.

50. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://files.stroyinf.rU/Data2/1/4293836/4293836586.htm, свободный, - Загл. с экрана.

51. ОСТ-39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://files.stroyinf.rU/Data2/1/4293835/4293835487.pdf, свободный, - Загл. с экрана.

52. Официальный сайт «Painter by Numbers (Kaggle)» [Электронный ресурс].

- Режим доступа: https://inejc.github.io/kaggle/2016/11/17/painter-by-numbers-

competition-on-kaggle/, свободный, - Загл. с экрана.

53. Петерсилье, В. И. Методы и аппаратура для изучения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов на образцах большого размера / В. И. Петерсилье, Э. Г. Рабиц, Ю. Я. Белов. - М. : «Недра», 1980. - 53 с.

54. Потапов, В. П. Соотношение полной и открытой пористости в карбонатных коллекторах / В. П. Потапов // Геология нефти и газа. - 1980. - № 3. - С. 49-54.

55. Путилов, И. С. Использование методов литолого-фациального анализа для уточнения геологического строения карбонатных залежей месторождений Соликамской депрессии / И. С. Путилов, И. А. Козлова, Н. А. Филькина // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 7. - С. 32-36.

56. Путилов, И. С. Трехмерное геологическое моделирование при разработке нефтяных и газовых месторождений / И. С. Путилов. - Пермь, Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-т, 2011. - 72 с.

57. Путилов, И. С. Эпоха полноразмерного керна при лабораторных исследованиях технологий повышения нефтеотдачи пластов / И. С. Путилов, П. Н. Рехачев, И. П. Гурбатова [и др.] // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - Т. 15, № 19. - С. 155-164. - DOI: 10.15593/22249923/2016.19.6

58. Селли, Р. Ч. Древние обстановки осадконакопления (пер. с англ.) / Р. Ч. Селли. - М. : «Недра», 1989. - 296 с.

59. Сечина, Л. С. Гидрофобизация пород-коллекторов как показатель трансформации углеводородного сырья / Л. С. Сечина, Е. И. Еремина, И. В. Язынина // К созданию общей теории нефтегазаносности недр: Материалы VI междунар. конф. - М. : ГЕОС, 2002. - С. 168-171.

60. Суходанова, С. С. Создание 3D-модели залежи с карбонатными трещиноватыми коллекторами на основе комплексирования гидродинамических, геофизических, сейсмических и промысловых данных (на примере нижнепермских отложений Варандейского месторождения): дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / С. С. Суходанова. - Москва, 2016. - 157 с.

61. Тульбович, Б. И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа / Б. И. Тульбович. - М. : «Недра», 1979. - 301 с.

62. Фортунатова, Н. К. Атлас структурных компонентов карбонатных пород / Н. К. Фортунатова [и др.]. - М. : ВНИГНИ, 2005. - 440 с.

63. Хайрединов Н. Ш. Некоторые результаты оценки влияния способов экстракции нефтенасыщенных карбонатных пород на их коллекторские свойства / Н. Ш. Хайрединов, А. А. Губайдуллин, Е. А. Юдинцев [и др.] // Труды ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 1987. - №. 60. - С.103-109.

64. Чехович, П. А. Карбонатные платформы в раннепалеозойских осадочных бассейнах. Седиментационные характеристики и методы изучения / П.

A. Чехович // Жизнь Земли. Геология, геодинамика, экология, музеология. Т. 32. Сб. науч. тр. Музея землеведения - М. : МГУ, 2010. - С. 104-132.

65. Шванов, В. Н. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов / В. Н. Шванов, В. Т. Фролов, Э. И. Сергеева. - СПб. : «Недра», 1998. -521 с.

66. Школле, Ф. Глубокое обучение на Python / Ф. Школле. - СПб. : «Питер», 2018. - 400 с.

67. Юрьев, А. В. Определение относительных фазовых проницаемостей на образцах полноразмерного керна / А. В. Юрьев, И. П. Белозеров // Материалы I Всероссийской молодежной научно-технической конференции нефтегазовой отрасли «Молодая нефть». - Красноярск : Издательство СФУ. - 2014. - С. 93-99.

68. Юрьев, А. В. Определение относительных фазовых проницаемостей и коэффициентов вытеснения нефти водой на образцах полноразмерного керна / А.

B. Юрьев, И. П. Белозеров, В. Е. Шулев // Материалы VII Всероссийской конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых». - Пермь : Издательство ПНИПУ, 2014. - С. 342-345.

69. Юрьев, А. В. Определение коэффициента вытеснения нефти водой на образцах полноразмерного керна / А. В. Юрьев, В. Е. Шулев // Вестник САФУ. -2015. - № 2. - С. 28-34.

70. Юрьева, З. П. Нижнедевонская карбонатная клиноформа Хорейверской

впадины Тимано-Североуральского региона (стратиграфия, корреляция) / З. П. Юрьева, Йю Валиукевичиус // Литосфер». - 2014. - № 2. - С. 26-38.

71. Юрьева, З. П. Нижний девон Варандей-Адзьвинской структурной зоны (стратиграфия, корреляция) / З. П. Юрьева, Йю Валиукевичиус // Вестник Института геологии Коми НЦ УрО РАН [20]. - 2012. - № 5. - С. 6-10.

72. Юрьева, З. П. Обломочные карбонаты пограничных отложений верхнего и нижнего девона / З. П. Юрьева [и др.] // Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений : материалы Второго всероссийского литологического совещания и Восьмого всероссийского симпозиума по ископаемым кораллам и рифам. - Сыктывкар : Геопринт, 2001. - С. 116-118.

73. Юрьева, З. П. Пелоиды - индикаторы регрессии в среднеовинпармское время (Тимано-Печорский регион). Рифы и карбонатные псефитолиты : материалы Всероссийского литологического совещания / З. П. Юрьева. -Сыктывкар : Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, 2010. - С. 198-199.

74. Юрьева, З .П. Событийные рубежи как основа литофациальной модели лохковских отложений на северо-востоке Тимано-Печорской провинции / З. П. Юрьева, Л. Л. Шамсутдинова // Вестник Института геологии Коми НЦ УрО РАН. - 2015. - № 8. - С. 9-14.

75. Abrams, M. A. Oil families and their potential sources in the northeastern Timan Pechora basin, Russia / М. А. Abrams, A. M. Apanel, O. M. Timoshenko [et al.] // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - Vol. 83. - 1999. - P. 553577.

76. Advances in core evaluation. Accuracy and precision in reserves estimation // Reviewed Proceedings of the First Society of Core Analysts European Core Analysis Symposium. - London, 1990. - 567 p.

77. Arabjamaloei, R. Validation of permeability and relative permeability data using mercury injection capillary pressure data / R. Arabjamaloei, D. Daniels, E. Ebeltoft. - Norway. : SCA, 2018.

78. Atkinson, B. Core Analysis of Fractured Dolomite in the Permian Basin, Trans / B. Atkinson, D. Johnston. - AIME, 1949. - P. 128-179.

79. Auman, J. B. A Laboratory Evaluation of Core-Preservation Materials / J. B. Auman // SPE Form. Eval. - 1989. - Vol. 4, № 01. - P. 53-55.

80. Batycky, J. P. Simulation of Miscible Displacement in Full-Diameter Carbonate Cores / J. P. Batycky, B.B Maini, D.B. Fisher // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1982. - Vol. 22, № 9233-PA. - P. 647-657.

81. Bynum Jr., R. S. Whole-Core Analysis Methods and Interpretation of Data from Carbonate Reservoirs / R. S. Bynum, Jr., E.H. Koepf // Journal of Petroleum Technology. - 1957. - Vol. 9, № 11. - Р. 11-15.

82. Carrillo, E. R. Improvements in Routine Core Analysis on Whole Core. / E. R. Carrillo, J. F. Arango // SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 1-3 December, Lima, Peru. - 2010.

83. Charles, B. How to Analyze Large Core Samples, Oil and Gas JOllr / В. Charles, J.W. Spurlock. - 1952. - Sept. №15. - P. 51-89.

84. Chilingarin, G. V., Carbonate reservoir characterization : a geologic -engineerin analysis, part 2 / G. V. Chilingarin, S. J. Mazzullo, H.H. Rieke. - Elsevier, 1996. - 993 p.

85. Chini, R. F. Statisticheskie metody v geologii [Статистические методы в геологии] / R. F. Chini. - Moscow. : Mir, 1986. - 189 p.

86. Collins, R. E. Determination of the Traverse Permeabilities of Large Core Samples from Petroleum Reservoirs / R. E. Collins. - JOllr. Of Appl. Phys. 1952. - 681 p.

87. Dementev, L. F. Statisticheskie metody obrabotki i analiza promyslovo-geologicheskikh dannykh [Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных] / L. F. Dementev. - Moscow. : Nedra, 1966. -206 p.

88. Denney, D. Whole Core vs. Plugs : Integrating Log and Core Data to Decrease Uncertainty in Petrophysical Interpretation and Oil-In-Place Calculations / D. Denney // Journal of Petroleum Technology. - 2011. - Vol. 63, № 0811-0058-JPT. - P. 58-60.

89. Dougias, R. Reconsidering Klinkenbergs permeability data / R. Douglas, R.

Rasoul. - Norway : SCA, 2018.

90. Faurissoux, P. A fast method for trapped gas determination / P. Faurissoux. -Norway : SCA, 2018.

91. Heafford, A. The geology of Palaeozoic hydrocarbons in the eastern European USSR and their relevance to the Barents shelf, in Vorren / A. Heafford // Arctic geology and petroleum potential, Norwegian Petroleum Society (NPF) Special Publication №2. - Amsterdam, The Netherlands : Elsevier Science Publishers B.V., 1999. - P. 261-271.

92. Herrera, R. G. On the Petrophysics of Carbonate Reservoirs Through Whole Cole Analysis / R. G. Herrera // Society of Petroleum Engineers, International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico, 10-13 October. - Veracruz, Mexico, 1994.

93. Honarpour, M. M. Effects of Rock Hyterogeneity on Relative Permeability : Implications for Scaleup / M. M. Honarpour, A.S. Cullick, N. Saad. N. V. Humphreys // JPT. - 1995. - P. 980-986.

94. Honarpour, M. M. Whole Core Analysis - Experience and Challenges, Society of Petroleum Engineer / M. M. Honarpour, F. Djabbarah Nizar, K. Sampath. -SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2006.

95. Honarpour, M. M. Relative-Permeability Measurements : An Overview / M. M. Honarpour, S.M. Mahmood // Journal of Petroleum Technology. - 1998. - Vol. 40, № 18565. - P. 15-19.

96. Hunt, P. K. Core Preservation With a Laminated, Heat-Sealed Package / P.K. Hunt, S. L. Cobb // SPE Form. Eval. - 1988. - Vol. 3, № 04. - P. 691-695.

97. Institute, A. P. Recommended Practices for Core Analysis / A. P. Institute // API Recommended Practice 40. - 2nd ed. - Washington, D.C., USA : American Petroleum Institute (API), 1998. - 220 p.

98. Jodry, R. L. Pore Geometry of Carbonate Rocksand Capillary Pressure Curves / R. L. Jordy // Carbonate Reservoir Characterization : A Geologic-Engineering Analysis - Part I. - Amsterdam, The Netherlands. : Elsevier, 1992. - P. 331-337.

99. Johnson, N. L. Statistics and experimental design / N. L. Johnson, F. C.

Leone. New York - London - Sydney - Toronto, 1977. - 606 p.

100. Kelton, F. C. Analysis of Fractured Limestone Cores, Trans / F. Kelton. -AIME, 1949. - P. 189-225.

101. Kovalevskiy E. Geological Modelling on the Base of Geostatistics / E. Kovalevskiy // Course note. Student Lecture Tour, Russia & CIS, 2011-2012.

102. Lander, L. Whole-Rock Elemental Data as an Aid in Log Interpretation : Low-Resistivity Reservoir Case Study / L. Lander [et al.] // SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference, 19-20 October, Lima, Peru, 2016.

103. McPhee, C. A. Relative Permeability Measurements : An Inter-Laboratory Comparison / C. A. McPhee, K. G. Arthur // European Petroleum Conference, 25-27 October. - London, United Kingdom, 1994. - P. 199-211.

104. Mirzadzhanzade, A. Kh. Matematicheskaia teoriia eksperimenta v dobyche nefti i gaza [Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа] / A. Kh. Mirzadzhanzade, G.S. Stepanova. - Moscow : Nedra, 1977. - 228 p.

105. Montgomery, D. C. Introduction to liner regression analysis / D. C. Montgomery, E.A. Peck. New York : John Wiley & Sons, 1982. - 504 p.

106. MSCL-S : Multi-Sensor Core Logger Non-Destructive Continuous Core Scanning for Industry & Research. Geotek Limited, 2017. - P. 5.

107. Nikolaevskii, V. N. Governing equations of plastic deformation of a granular medium: PMM vol. 35, № 6, 1971, pp. 1070-1082 / V. N. Nikolaevskii // Journal of Applied Mathematics and Mechanics. - 1971. - Vol. 35, № 6. - Р. 1017-1029.

108. Pruno, S. Measurement of spontaneous imbibition capillary pressure saturation and resistivity index by counter technique at net reservoir stress and elevated temperature / S. Pruno, H.E. Rodvent, O. Scjaeveland. - Norway : SCA, 2018.

109. Rеcommended Practice for Core Amlysis. API. RP 40. - sеcond еdition. -American Petroleum Institute, 1998. - 236 р.

110. Saad, N. Effective Relative Permeability in Scale-Up and Simulation / N. Saad, A.S. Cullick, M. M. Honarpour // SPE Rocky Mountain Regional Low Permeability Reservoir Symposium. -Denver CO, 1995.

111. Samaniego, V. F. Fluid Flow Through Carbonate Rock Sytems / V. F. Samaniego, H. Cinco Ley, G. C. Dominguez [et al.] // Carbonate Reservoir Characterization : A Geologic-Engineering Analysis - Part I. - NewYork : Elsevier, 1992. - P. 439-503.

112. Sharapov, I. P. Primenenie matematicheskoi statistiki v geologii [Применение математической статистики в геологии] / I. P. Sharapov. - Moscow : Nedra, 1965. - 260 p.

113. Shaw, D. Insights, trends and challenges associated with measuring goal relative permeability / D Shaw [et al.]. - Norway : SCA, 2018. - 10 p.

114. Skopec, R. A. Proper Coring and Wellsite Core Handling Procedures : The First Step Toward Rliable Core Analysis / R. A. Skopec // J. Pet. Tech. April. - 1994. -280 p.

115. Tucker, M. E. Carbonate sedimentology / M. E. Tucker, V. P. Wright. Blackwell Science Ltd, 1990. - 484 p.

116. Unalmiser, S. Engineering Core Analysis / S. Unalmiser, J.J. Funk // Journal of Petroleum Technology. - 1998. - Vol. 50, № 36780-JPT. - P. 106-114.

117. Watson, G. S. Statistic on spheres. / G. S. Watson. - New York : John Wiley and Sons, Inc., 1983. - 238 p.

118. Yarns, J. M. Stochastic modeling and geostatistics / J. M. Yarus. - Tulsa, Oklahoma, USA: AAPG, 1994. - 231 p.

119. Zekri, A. Y. Relative Permeability Measurements of Composite Cores, an Experimental Approach / A. Y. Zekri, R. A. Almehaideb // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 8-10 October, Melbourne, Australia, 2002. - 247 p.

120. Zekri, A. Y. Use of Laser Technology for the Treatment of Asphaltene / A. Y. Zekri, S. A. Shedid, H. Alkashef. - Oklahoma City, USA : Penn Well Books, 2001 -53 p.